El proceso de generación de hidrocarburos es un tema complejo que involucra diversos aspectos.

Los modelos de generación del petróleo han ido cambiando sus enfoques, aunque desde sus inicios se ha mantenido que el petróleo proviene de la transformación de la materia orgánica que se encuentra atrapada en la roca generadora.

Cuenca Sta. María, California

Por lo que es necesario definir 4 términos importantes:

A) El potencial genéticoB) La relación de transformaciónC) Naturaleza de la materia orgánicaD) Temperatura, tiempo y presión

A) Potencial genético de una formación Representa la cantidad de petróleo (aceite y gas), que el kerógeno es capaz de generar si se somete a una temperatura adecuada durante un intervalo de tiempo.

Este potencial depende de la naturaleza y abundancia del kerógeno, lo cual a su vez está relacionado con el insumo orgánico original en el momento de depositarse el sedimento y con las condiciones de la degradación microbial y el arreglo de la materia orgánica en el sedimento más joven.

Depende de factores externos como:Topografía

ClimaOcéanos

Existencia de asociaciones biológicas, etc.

Una evaluación cuantitativa del potencial genético se puede realizar con base en la técnica estándar de pirólisis.

Dicho potencial puede caracterizarse por el tipo de kerógeno (o por su correspondiente trayectoria de evolución) y abundancia del mismo.

B) La relación de transformación

Es la relación entre el petróleo (aceite y gas), que realmente se forma por el kerógeno y el potencial genético, es decir:

La cantidad total de petróleo que el kerógeno es capaz de generar.

La relación mide el grado en que se ha alcanzado el potencial genético de manera efectiva.Una evaluación de la relación de transformación la proporciona la técnica estándar de pirólisis, junto con el potencial genético.

Es un método basado en detectar los componentes hidrogenados y oxigenados generados por pirólisis en una atmósfera inerte de helio.

Con este método se obtiene el tipo de kerogeno, el grado de maduración y el potencial petrolífero.

Este proceso depende de la naturaleza del material orgánico y de la historia geológica subsecuentemente, en especial la historia de la temperatura & tiempo. Por lo que depende de factores internos como:

Energía geotérmica

Subsidencia

Tectónica.

Cuenca de Veracruz:Hacia el centro de la cuenca predominan terrígenos terciarios con gradientes de 20 a 24°C/km, mientras que hacia la plataforma de Córdoba, el desarrollo de carbonatos y evaporitas provoca gradientes de 16 a 20°C/km

El crudo principalmente se extrae de las calizas del Albiano-Cenomaniano(Formación Orizaba) y del Campaniano Maastrichtiano (Formación Méndez y San Felipe).En esta cuenca se diferencian dos elementos geológicos conocidos como Cuenca Terciaria de Veracruz al oriente, y la Plataforma de Córdoba, al occidente.

Carbonatos fuertemente plegados, fallados y erosionados (Eoceno Medio).

Tectónca es más tranquila, los terrígenos terciarios se incrementan (8 a 9 km).

C) Naturaleza de la materia orgánicaLos diferentes tipos de materia orgánica reaccionan

de manera distinta al sepultamiento.

MO marina (Tipo I y II alifáticos) MO de detritos de plantas (Tipo II aromáticos)

Betumen abundante:Cuenca de París 180 mg/gCuenca de Uinta (Utah) 200mg/g

Betumen menor:Cuenca de Douala (Camerun) 100 mg/g

A continuación se muestran dos kerógenos de poca profundidad que no han alcanzado su etapa de catagénesis:

Kerógeno tipo II de evolución alta en el diagrama de van Krevelen, el otro es de una trayectoria de evolución baja de tipo III. El Potencial genético del tipo II, rico en hidrógeno, es aproximadamente tres

veces el potencial del tipo III pobre en hidrógeno

Rocas productoras de gas y aceite: influencia de la entrada orgánica y de la historia de sepultamiento. Además del metano, el kerógeno del tipo III puede generar cantidades subordinadas de aceite y gas húmedo, dependiendo de la mezcla de materia orgánica planctónica o microbial.

Aceite subordinado: dependiendo de la mezcla de otros tipos de MO planctónica o microbial.

Materia orgánica mezclada derivada de plancton y bentos incluyendo microorganismos con posible mezcla de plantas superiores continentales.

(Santa  Maria et al. 2009).

Las variaciones en composición del kerógeno están influenciadas por: el tipo de materia orgánica original o facies orgánicas donde fue depositada, la temperatura y su grado de madurez y por procesos de alteración bio-fisico-químicos.

Denominación Química Estado Normal Punto aproximado de ebullición

Productos primario

Metano CH4 Gaseoso -161ºC (-258ºF) Gas natural combustible/

Etano C2H6 Gaseoso -88ºC (-127ºC) Productos petroquímicos

Propano C3H8 Gaseoso -42ºC (-51ºF) GLP/ProductosButano C4H10 Gaseoso 0ºC (31ºF) Petroquímicos

Pentano C5H12 Líquido 36ºC (97ºF) Naftas deHexano C6H14 Líquido 69ºC (156ºF) Alto gradoHeptano C7H16 Líquido 98ºC (209ºF) Gasolina naturalOctano C8H18 Líquido 125ºC (258ºF) (sustancia base para

combustiblesNonano C9H20 Líquido 150ºC (303ºF) Para motores de

Decano C10H22 Líquido 174ºC (345ºF) Combustión interna,

Undecano-N, Hendecano CnH2n Líquido 195ºC (383ºF) turbinas)Dodecano-N, Diexilo CnH2n Líquido 215ºC (419ºF) KeroseneTetradecano-N CnH2n Líquido 252ºC (487ºF) Aceites lubricantes

Eicosano-N CnH2n Sólido Parafinas

C) Temperatura, Tiempo y PresiónEl sepultamiento y el consecuente aumento de temperatura, son de primordial importancia para la generación de hidrocarburos.

Sin embargo, la intervención de la temperatura, tiempo y presión tiene que diferenciarse, aun cuando hasta cierto punto son interdependientes.

La relación de transformación del kerógeno a aceite y gas depende de la temperatura y tiempo.

Por lo que generará una cantidad diferente de petróleo una roca calentada a cierta temperatura durante un millón de años, y otra calentada a la misma temperatura durante 100 millones de años (tomando en cuenta la presión litostática).

El tiempo de reacción se toma en cuenta en los diversos índices de catagénesis(reflectancia a la vitrinita, coloración de las esporas y polen, etc)

(El tiempo geológico rara vez es discutido de manera explícita, aun cuando es de importancia primaria conocer el tiempo de formación de las trampas).

La relación de transformación de la materia orgánica esta representada como una función de la profundidad para diversas rocas generadoras, con edades desde el Devónico hasta el Mioceno, en lugares donde el gradiente geotérmico es relativamente similar

El umbral de generación de aceite varía con las edades de la roca generadora.

Mio-PliocenoCretácico Sup.Paleógeno Inf.Silúrico-Devónico

Se puede suponer que existe una relación TIEMPO-TEMPERATURA, en la que cada uno de los parámetros tiene la capacidad de compensar al otro.

La intervención exacta de la presión es difícil de definir, ya que la temperatura y la presión no son factores independientes, estando ambos relacionados con la profundidad de sepultamiento.

Tiempo de generación de aceite y gasLa determinación de aceite y gas se puede realizar en dos formas:

1) utilizando gráficas de subsidencia contra tiempo2) Modelación matemática para simular la degradación térmica del kerógeno y la formación del petróleo.

La generación de aceite se logra como resultado de la cinética de las reacciones químicas sucesivas implicadas y se prolonga durante un periodo de tiempo considerable.

1. Por lo que una generación de aceite rápida: 5 a 10 millones de años. 2. Una generación lenta puede abarcar 100 millones de años o más

a) La generación rápida se da en zonas de subsidencia alta y gradiente geotérmico importante con relación a la tectónica global:

En la Cuenca de Europa Central las rocas generadoras del Plioceno, el espesor es de 3000 m (relación de subsidencia superior a 500 m/Ma), con gradiente geotérmico alcanza en algunos lugares más de 50°C/km.

Otros ejemplos de generación de 10 a 25 millones de años, se encuentran en cuencas, sinclinales o fosas tectónicas, la sedimentación de gran espesor ocurrió en un tiempo breve.

Otros ejemplos como en el Mar Rojo del Golfo de Suez en la actualidad o el agrietamiento en el sur del Atlántico, en el Cretácico.

b) La generación de aceite durante un periodo de tiempo muy prolongado por lo general ocurre en áreas de plataforma en donde el ritmo de subsidencia siempre fue moderado.

Ejemplo de esto es en las rocas Paleozoicas, en el norte del Sahara, sepultadas progresivamente durante el Mesozoico y Paleógeno a un ritmo de 25 m/Ma.

La generación de aceite se extiende a más de 100 millones de años, con gradientes geotérmicos más normales.

Ejemplos en la Cuenca de Illas (Argelia), con edades desde el Silúricohasta el Devónico Superior, sepultadas en el Carbonífero Inferior.

Comparación entre el tiempo de deposito de la roca generadora y el tiempo de generación del petróleoEl tiempo transcurrido desde la

sedimentación hasta la formación del petróleo puede variar de algunos millones de años hasta 300 Ma.

Las rocas generadoras del sur de Alberta, de la Cuenca Occidental de Canadá, del Devónico o del Cretácico Inferior, generaron la mayor parte del petróleo a finales del Cretácico Paleógeno Inferior .

Significa que la etapa principal de la formación de aceite se inicio cerca de 300 Ma, después de realizarse el depósito de las rocas generadoras del Devónico y cerca de 400 Ma después del deposito de las rocas generadoras del Cretácico del Grupo de Colorado.

La caracterización de las rocas generadoras

Sirve para hacer un modelado de generación del petróleo.

Análisis de laboratorio como: Carbono orgánico total (COT), determinación de índice de Hidrógeno (IH), análisis de pirólisis Rock Eval (permite obtener sus parámetros cinéticos)

La cinética multicomponente es la sumatoria de todas las reacciones de los compuestos que forman el kerógeno.

1. El tipo, calidad o grado de madurez de una roca generadora.2. Los tipos de hidrocarburos generados (líquidos o gaseosos).3. El volumen de la roca generadora junto con el área de drenado.4. Los tiempos de inicio y fin de la migración del aceite y gas.5. El área de drenado y posibles rutas de migración.6. La relación de llenado y fugado.7. La evaluación de la fase del yacimiento.8.La evaluación de la alteración de los hidrocarburos

almacenados.

Son varios los parámetros que hay que evaluar para estimar la generación, expulsión, migración y acumulación de hidrocarburos en una cuenca petrolera. La probabilidad de que haya una carga efectiva de aceite o gas depende de: